59% der Standorte sind nach ISO 50001 zertifiziert (2023: 57%).
Kennzahlendefinitionen und Methoden
Prozentsatz der nach ISO 50001 zertifizierten Standorte: Berechnet als Prozentsatz der nach ISO 50001 zertifizierten Standorte im Verhältnis zur Gesamtzahl der Betriebsstandorte. Die Messung dieser Kennzahlen wird von keiner anderen als der für die Qualitätssicherung zuständigen externen Stelle validiert.
E1-5 Energieverbrauch und Energiemix
In MWh |
|
|
---|---|---|
|
2024 |
2023 |
|
|
|
Gesamtenergieverbrauch |
46.265.174 |
38.994.387 |
davon Verbrauch von nicht erneuerbarer Energie |
43.775.979 |
37.399.001 |
davon Verbrauch von Kernenergie |
281.639 |
n.a. |
davon Verbrauch von erneuerbarer Energie |
2.207.556 |
1.595.387 |
davon Gesamtenergieverbrauch aus fossilen Quellen |
41.851.084 |
33.916.489 |
davon aus Kohle und Kohleerzeugnissen |
0 |
n.a. |
davon aus Rohöl und Erdölerzeugnissen |
4.030.888 |
4.214.558 |
davon aus Erdgas |
35.805.770 |
28.082.617 |
davon aus sonstigen fossilen Quellen |
2.014.426 |
1.619.314 |
davon Gesamtverbrauch aus erworbener Elektrizität, Wärme, Dampf und Kühlung aus fossilen Quellen |
1.924.895 |
3.482.512 |
davon Elektrizität |
1.146.867 |
2.059.688 |
davon Wärme |
4.626 |
237.429 |
davon Kühlung |
0 |
0 |
davon Dampf |
773.401 |
1.185.394 |
davon Gesamtenergieverbrauch aus nuklearen Quellen |
281.639 |
n.a. |
davon selbst erzeugte erneuerbare Energie, bei der es sich nicht um Brennstoffe handelt |
39.775 |
34.497 |
davon Gesamtbrennstoffverbrauch für erneuerbare Quellen, einschließlich Biomasse |
82.628 |
0 |
davon Gesamtverbrauch aus erworbener Elektrizität, Wärme, Dampf und Kühlung aus erneuerbaren Quellen |
2.085.153 |
1.560.890 |
davon Verbrauch aus erworbener Elektrizität |
2.050.046 |
1.558.048 |
davon Wärme |
803 |
1.644 |
davon Kühlung |
0 |
0 |
davon Dampf |
34.304 |
1.197 |
Anteil fossiler Brennstoffquellen am Gesamtenergieverbrauch (in %) |
95% |
96% |
Anteil des Verbrauchs aus nuklearen Quellen am Gesamtenergieverbrauch (in %) |
1% |
n.a. |
Anteil erneuerbarer Quellen am Gesamtenergieverbrauch (in %) |
5% |
4% |
Gesamtenergieverbrauch außerhalb des Unternehmens |
|
|
Gesamtenergieproduktion (für den Markt) |
344.166.550 |
380.740.954 |
davon aus nicht erneuerbaren Quellen |
335.524.028 |
375.023.036 |
davon Brennstoffe |
327.592.038 |
367.322.279 |
davon Elektrizität |
7.095.544 |
6.896.826 |
davon Wärme |
836.446 |
803.931 |
davon Kühlung |
0 |
0 |
davon Dampf |
0 |
0 |
davon aus erneuerbaren Quellen |
8.642.522 |
5.717.918 |
Kennzahlendefinitionen und Methoden
Sofern nicht anders angegeben, wird die Messung aller unten angeführten Kennzahlen von keiner anderen als der für die Qualitätssicherung zuständigen externen Stelle validiert.
THG-Emissionen beschrieben wurden.
Gesamtenergieverbrauch: Der aggregierte Gesamtenergieverbrauch wird aus standortspezifischen Daten abgeleitet, wobei eine Kombination aus direkten Messungen, Berechnungen und Schätzungen verwendet wird. Sind direkte Messungen oder Berechnungen nicht möglich, werden Schätzungen zur Ermittlung des Energieverbrauchs herangezogen. Zu den potenziellen Einschränkungen der Methode gehören die Genauigkeit und Zuverlässigkeit von Schätzungen, wenn direkte Messungen und Berechnungen nicht möglich sind. Der Gesamtenergieverbrauch wird getrennt nach Verbrauch von nicht erneuerbarer, nuklearer und erneuerbarer Energie ausgewiesen. Zur Berechnung der Anteile der fossilen, nuklearen und erneuerbaren Quellen wird der jeweilige Energieverbrauch durch den Gesamtenergieverbrauch dividiert. Die Daten zum Energieverbrauch werden unter Anwendung derselben Berichterstattungsgrenzen ausgewiesen, wie sie für die Scope 1- und Scope 2-Einige der in dieser Kennzahl enthaltenen Daten werden von einer externen Stelle verifiziert, wenn der Brennstoffverbrauch direkt mit den THG-Emissionen im Rahmen eines regulierten Emissionshandelssystems korreliert.
Gesamtenergieverbrauch aus fossilen Quellen: Der aggregierte Energieverbrauch aus fossilen Quellen wird aus standortspezifischen Daten abgeleitet, wobei eine Kombination aus direkten Messungen, Berechnungen und Schätzungen verwendet wird. Sind direkte Messungen oder Berechnungen nicht möglich, werden Schätzungen zur Ermittlung des Energieverbrauchs herangezogen. Zu den potenziellen Einschränkungen der Methode gehören die Genauigkeit und Zuverlässigkeit von Schätzungen, wenn direkte Messungen und Berechnungen nicht möglich sind.
Der Gesamtenergieverbrauch wird auch getrennt für vier Arten von Brennstoffen ausgewiesen: aus Kohle und Kohleerzeugnissen, aus Rohöl und Erdölerzeugnissen (bezieht sich auf Diesel, Heizöl und Rückstands-/Altöl sowie andere flüssige Brennstoffe), aus Erdgas (bezieht sich auf Erdgas, Restgas und andere gasförmige Brennstoffe) sowie aus sonstigen fossilen Quellen (bezieht sich auf FCC-Koks und andere feste Brennstoffe). Einige der in dieser Kennzahl enthaltenen Daten werden von einer externen Stelle verifiziert, wenn der Brennstoffverbrauch direkt mit den THG-Emissionen im Rahmen eines regulierten Emissionshandelssystems korreliert.
Gesamtverbrauch aus erworbener Elektrizität, Wärme, Dampf und Kühlung aus fossilen Quellen: Der aggregierte Gesamtverbrauch aus erworbener Elektrizität, Wärme, Dampf und Kühlung wird aus standortspezifischen Messungen abgeleitet, die von den Energieversorgungsunternehmen als Basis für die Rechnungsstellung aufgezeichnet werden. Zu den potenziellen Einschränkungen dieser Methode gehören Unstimmigkeiten oder Fehler in den Rechnungen der Versorgungsunternehmen, Schwankungen bei der Messgenauigkeit und mögliche Verzögerungen bei der Rechnungslegung. Die Bestimmung des fossilen Anteils an erworbener Energie erfolgt entweder nach einem marktbezogenen Ansatz unter Bezugnahme auf den anbieterspezifischen Mix oder nach einem standortbezogenen Ansatz, bei dem in Ermangelung des anbieterspezifischen Mixes der allgemeine Energiemix des Standorts verwendet wird. Eine Einschränkung dieser Methode ist die potenzielle zeitliche Diskrepanz zwischen den für die Lieferant:innen geltenden Fristen für die Veröffentlichung des Energiemixes und dem Zeitplan für die Nachhaltigkeitserklärung eines Unternehmens. Folglich muss möglicherweise der Energiemix des vorangegangenen Zeitraums herangezogen werden, was zu Unstimmigkeiten oder einer weniger genauen Darstellung des aktuellen Verbrauchs von erneuerbarer Energie führen kann. Der Gesamtverbrauch wird auch getrennt nach Elektrizität, Wärme, Dampf und Kühlung ausgewiesen.
Gesamtenergieverbrauch aus nuklearen Quellen: Der aggregierte Energieverbrauch aus nuklearen Quellen bezieht sich auf den Verbrauch von gekauftem Strom aus nuklearen Quellen. Zur Ermittlung dieses Anteils des gekauften Stroms werden standortspezifische Stromeinkäufe und Strommixe herangezogen – entweder marktbezogen mit dem lieferantenspezifischen Mix oder standortbezogen mit dem allgemeinen Energiemix des Standorts, wenn der lieferantenspezifische Mix nicht verfügbar ist. Eine wesentliche Einschränkung dieser Methode ist die potenzielle zeitliche Diskrepanz zwischen den für die Lieferant:innen geltenden Fristen für die Veröffentlichung des Energiemixes und dem Zeitplan für die Nachhaltigkeitserklärung eines Unternehmens. Folglich muss möglicherweise der Energiemix des vorangegangenen Zeitraums herangezogen werden, was zu Unstimmigkeiten oder einer weniger genauen Darstellung des aktuellen Verbrauchs von erneuerbarer Energie führen kann.
Selbst erzeugte nicht erneuerbare Energie, bei der es sich nicht um Brennstoffe handelt: Die aggregierte selbst erzeugte erneuerbare Energie, bei der es sich nicht um Brennstoffe handelt, bezieht sich auf die Erzeugung von Strom mittels Photovoltaik-(PV-)Technologie für den Verbrauch in den eigenen Anlagen. Sie wird abgeleitet aus standortspezifischen Messungen, die an der PV-Station aufgezeichnet werden. Potenzielle Einschränkungen ergeben sich dabei durch die Genauigkeit und Zuverlässigkeit der Messgeräte.
Gesamtbrennstoffverbrauch für erneuerbare Quellen, einschließlich Biomasse: Der aggregierte Brennstoffverbrauch für erneuerbare Quellen wird aus standortspezifischen Daten abgeleitet, wobei eine Kombination aus direkten Messungen, Berechnungen und Schätzungen verwendet wird. Sind direkte Messungen oder Berechnungen nicht möglich, werden Schätzungen zur Ermittlung des Brennstoffverbrauchs herangezogen. Zu den potenziellen Einschränkungen der Methode gehören die Genauigkeit und Zuverlässigkeit von Schätzungen, wenn direkte Messungen und Berechnungen nicht möglich sind.
Gesamtverbrauch aus erworbener Elektrizität, Wärme, Dampf und Kühlung aus erneuerbaren Quellen: Der aggregierte Gesamtverbrauch aus erworbener Elektrizität, Wärme, Dampf und Kühlung aus erneuerbaren Quellen wird aus standortspezifischen Messungen abgeleitet, die von den Energieversorgungsunternehmen als Basis für die Rechnungsstellung aufgezeichnet werden. Zu den potenziellen Einschränkungen dieser Methode gehören Unstimmigkeiten oder Fehler in den Rechnungen der Versorgungsunternehmen, Schwankungen bei der Messgenauigkeit und mögliche Verzögerungen bei der Rechnungslegung. Die Bestimmung des erneuerbaren Anteils an erworbener Energie erfolgt entweder nach einem marktbezogenen Ansatz unter Bezugnahme auf den anbieterspezifischen Mix oder nach einem standortbezogenen Ansatz, bei dem in Ermangelung des anbieterspezifischen Mixes der allgemeine Energiemix des Standorts verwendet wird. Eine Einschränkung dieser Methode ist die potenzielle zeitliche Diskrepanz zwischen den für die Lieferant:innen geltenden Fristen für die Veröffentlichung des Energiemixes und dem Zeitplan für die Nachhaltigkeitserklärung eines Unternehmens. Folglich muss möglicherweise der Energiemix des vorangegangenen Zeitraums herangezogen werden, was zu Unstimmigkeiten oder einer weniger genauen Darstellung des aktuellen Verbrauchs von erneuerbarer Energie führen kann. Der Gesamtverbrauch wird auch getrennt nach Elektrizität, Wärme, Dampf und Kühlung ausgewiesen.
Markt): Der aggregierte Wert wird anhand der Rechnungsbeträge und dokumentierten Transaktionen für die gesamte Energie, die produziert und an Drittkund:innen verkauft wird, ermittelt. Unternehmensinterne Verkäufe sind darin nicht enthalten. Die Gesamtenergieproduktion (für den Markt) wird getrennt nach nicht erneuerbaren und erneuerbaren Quellen ausgewiesen. Während sich die erneuerbaren Quellen auf unsere Biokraftstoffe unter den verkauften Produkten beziehen (z. B. nachhaltige Flugkraftstoffe), beziehen sich die nicht erneuerbaren Quellen auf die Verkäufe fossiler Energie, die getrennt nach Kraftstoffen (z. B. Diesel, Benzin) und Elektrizität/Wärme/Kühlung/Dampf (z. B. im Kraftwerk Brazi mit Erdgas erzeugter Strom) ausgewiesen werden.
Gesamtenergieproduktion (für denEnergieintensität pro Umsatzerlös |
|
|
---|---|---|
|
|
2024 |
Gesamtenergieverbrauch pro Umsatzerlös aus Tätigkeiten in klimaintensiven Sektoren und in Sektoren mit geringen Klimaauswirkungen |
MWh/EUR |
0,001 |
Gesamtenergieverbrauch aus Tätigkeiten in klimaintensiven Sektoren und in Sektoren mit geringen Klimaauswirkungen |
MWh |
46.265.174 |
Erlöse aus Verträgen mit Kund:innen |
EUR Mio |
32.411 |
Erlöse aus anderen Quellen |
EUR Mio |
1.569 |
Gesamtumsatzerlöse aus Tätigkeiten in klimaintensiven Sektoren und in Sektoren mit geringen Klimaauswirkungen (siehe Anhangangabe 7 – Umsatzerlöse) |
EUR Mio |
33.981 |
Kennzahlendefinitionen und Methoden
Die nachstehende Kennzahl bezieht sich auch auf ausgewiesene Kennzahlen in [E1-5.37a-37c] [E1-5.38a-38e] [E1-5.39 AR 34]
Umsatzerlöse werden im Jahresabschluss ausgewiesen. Die Messung all dieser Kennzahlen wird von keiner anderen als der für die Qualitätssicherung zuständigen externen Stelle validiert.
Gesamtenergieverbrauch pro Umsatzerlös aus Tätigkeiten in klimaintensiven Sektoren: Die Energieintensität pro Umsatzerlös bezieht sich auf den Gesamtenergieverbrauch in klimaintensiven Sektoren und Sektoren mit geringen Klimaauswirkungen im Verhältnis zu den Gesamtumsatzerlösen in EUR. Eine Aufschlüsselung des Energieverbrauchs aus Tätigkeiten in klimaintensiven Sektoren und in Sektoren mit geringen Klimaauswirkungen ist nicht verfügbar. DieDie wichtigsten NACE-Codes von OMV sind C.19.2. Herstellung von Mineralölerzeugnissen, B.6.2. Gewinnung von Erdgas, B.6.1. Gewinnung von Rohöl, C.29.2. Herstellung von Mineralölerzeugnissen und C.20.16 Herstellung von Kunststoffen in Primärformen. Alle angegebenen Energieverbrauchszahlen spiegeln den Verbrauch in klimaintensiven Sektoren und in Sektoren mit geringen Klimaauswirkungen wider.
E1-6 THG-Bruttoemissionen der Kategorien Scope 1, 2 und 3 sowie THG-Gesamtemissionen
HSSE), einschließlich der Daten zum Energieverbrauch und zu Scope‑1-, Scope‑2- und Scope‑3Für die Scope‑3-Kategorien 10, 11 und 12 wird der Ansatz der operativen Kontrolle angewendet. Wenn sich beispielsweise im Geschäftsbereich Energy eine OMV Konzerngesellschaft an einer Joint Operation beteiligt und die operative Kontrolle hat, werden 100% des Umsatzes der jeweiligen OMV Gesellschaft berücksichtigt. Allerdings stellt dieser Wert in der Regel nur den Anteil von OMV an der Joint Operation dar.-Treibhausgasemissionen, wurden für die Aktivitäten berichtet (100%), bei denen OMV Betriebsführer ist oder einen Anteil von über 50% hält und einen beherrschenden Einfluss ausübt. Eine Ausnahme ist Scope 3 Kategorie 15 (Investitionen), für deren Berichterstattung dem Equity-Ansatz gefolgt wird. Der Anteil von OMV an Scope‑1-, Scope‑2- und, sofern relevant, Scope‑3-Emissionen von Investitionen wird in dieser Kategorie erfasst. Handelt es sich bei einer Investition um eine:n Geschäftspartner:in in der vor- oder nachgelagerten Wertschöpfungskette von OMV, werden die betreffenden Emissionen in Scope 3 in der entsprechenden Kategorie erfasst. OMV berechnet den CO2-Fußabdruck (Scope‑1-, Scope‑2- und Scope‑3-Emissionen) nach den Grundsätzen, Anforderungen und Leitlinien des Unternehmensstandards des THG-Protokolls (Fassung von 2004), der Leitlinien des THG-Protokolls für Scope‑2-Treibhausgasemissionen (Fassung von 2015) und des Bilanzierungs- und Berichterstattungsstandards des THG-Protokolls für die Wertschöpfungskette von Unternehmen (Scope 3) (Fassung von 2011).
Die Daten zu Gesundheit, Sicherheit und Umwelt (Health, Safety, Security, and Environment;- Scope 1: Bezieht sich auf direkte Emissionen aus Anlagen, die im Besitz von OMV sind oder von OMV kontrolliert werden. OMV verwendet Emissionsfaktoren aus verschiedenen Quellen, wie beispielsweise dem IPCC und der API-THG-Dokumentation. OMV bezieht die Treibhausgase CO2, CH4 und N2O in seine Scope‑1-Berechnungen ein. Seit 2024, inklusive Bezugsjahr 2019 legt OMV den Berechnungen der CO2e-Emissionen von Nicht-CO2-Gasen die Erderwärmungspotenziale (Global Warming Potentials; GWPs) gemäß dem Sechsten Sachstandsbericht des IPCC (AR6 – 100 Jahre) zugrunde. Vermögenswerte, die dem EU-EHS unterliegen, berichten wir nach der EU-EHS-Methode.
- Scope 2: Scope‑2-Emissionen sind indirekte Emissionen aus der Erzeugung von eingekauftem bzw. erworbenem Strom und Dampf oder eingekaufter bzw. erworbener Heiz- und Kühlenergie. OMV berichtet sowohl nach der standortbasierten als auch nach der marktbasierten Methode und verwendet dabei Emissionsfaktoren aus verschiedenen Quellen, darunter die Internationale Energieagentur und lieferantenspezifische Emissionsfaktoren.
- Scope 3: Deckt andere indirekte Emissionen ab, die außerhalb des Unternehmens auftreten, einschließlich vor- und nachgelagerter Emissionen. OMV verwendet Emissionsfaktoren aus verschiedenen Quellen, wie beispielsweise IPCC, Plastics Europe und DBEIS. Die Daten beinhalten Scope‑3-Emissionen aus der Nutzung und Verarbeitung verkaufter Produkte. Reine „Trading Margin“-Verkäufe sowie unternehmensinterne Verkäufe sind nicht enthalten. Seit 2015 werden Emissionen von erworbenen Waren, Dienstleistungen und Investitionsgütern ebenfalls mitberücksichtigt. Seit 2018 werden auch Nettoimporte von Raffinerierohstoffen miteinbezogen.
In t CO2e |
|
|
|
---|---|---|---|
|
2024 |
||
|
Scope 1 |
Scope 2 (marktbezogen) |
Scope 2 (standortbezogen) |
THG-Gesamtemissionen von OMV |
9.778.526 |
991.275 |
1.036.020 |
Konsolidierungskreis |
9.605.122 |
989.062 |
1.033.789 |
Anteil von Partner:innen an Joint Operations, die von OMV kontrolliert werden |
173.403 |
2.213 |
2.231 |
Kennzahlendefinitionen und Methoden
Die nachstehenden Kennzahlen beziehen sich auch auf ausgewiesene Kennzahlen in [E1-6.44a, 44b] [E1-6.48a] [E1-6.48 AR 43] [E1-6.44-52] [E1-6.49a, 49b] [E1-6.52a, 52b] [E1-6.49 AR 45] [E1-6.47].
Scope‑1- und Scope‑2-Emissionen, unterteilt in Konsolidierungskreis und nicht voll konsolidierte Gesellschaften mit operativer Kontrolle: Die Scope‑1 und Scope‑2-THG-Emissionen des Konsolidierungskreises umfassen 100% der Scope‑1-Bruttoemissionen und 100% der Scope‑2-Bruttoemissionen des Mutterunternehmens und der Tochterunternehmen sowie den proportionalen Anteil von OMV an Emissionen von Joint Operations, bei denen OMV die operative Kontrolle hat. Die unter „nicht vollkonsolidierte Unternehmen mit operativer Kontrolle“ ausgewiesenen Scope‑1- und Scope‑2-Emissionen umfassen auch die Anteile der Partner:innen an Joint Operations, bei denen OMV die operative Kontrolle hat. Einige der in dieser Kennzahl enthaltenen Daten werden von einer externen Stelle verifiziert, wenn die THG-Emissionen im Rahmen eines Emissionshandelssystems reguliert werden.
In t CO2e |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
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|
Rückblickend |
Etappenziele und Zieljahre |
|||||||||||||||
|
2019 (Bezugsjahr) |
2023 |
2024 |
20301 |
20401 |
jährlich % des Ziels/ |
|||||||||||
Scope‑1- und Scope‑2-THG-Emissionen (marktbezogen) |
13.920.157 |
10.297.163 |
10.769.800 |
105% |
9.744.110 |
5.568.063 |
3,00% |
||||||||||
Scope‑1-THG-Emissionen |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Scope 1-THG-Bruttoemissionen |
12.648.004 |
9.307.079 |
9.778.526 |
105% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon aus Energiesegmenten von OMV |
9.516.872 |
6.523.692 |
6.675.721 |
102% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon CO2 |
7.790.533 |
6.161.600 |
6.384.552 |
104% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon CH42 |
1.708.657 |
353.402 |
282.589 |
80% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon N2O |
17.682 |
8.690 |
8.580 |
99% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon aus Nichtenergiesegmenten von OMV |
3.131.132 |
2.783.387 |
3.102.805 |
111% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon CO2 |
3.126.781 |
2.778.850 |
3.098.710 |
112% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon CH4 |
2.020 |
2.255 |
1.909 |
85% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon N2O |
2.332 |
2.281 |
2.186 |
96% |
– |
– |
– |
||||||||||
Prozentsatz der Scope 1-THG-Emissionen aus regulierten Emissionshandelssystemen |
67% |
83% |
85% |
102% |
– |
– |
– |
||||||||||
Scope 2-Brutto-THG-Emissionen |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Standortbezogene Scope 2-THG-Bruttoemissionen |
906.219 |
778.761 |
1.036.020 |
133% |
– |
– |
– |
||||||||||
Marktbezogene Scope 2-THG-Bruttoemissionen |
1.272.153 |
990.084 |
991.275 |
100% |
– |
– |
– |
||||||||||
Signifikante Scope-3-THG-Emissionen |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Gesamte indirekte (Scope‑3-)THG-Bruttoemissionen (z.r.) |
114.857.247 |
103.850.767 |
95.362.239 |
92% |
91.885.798 |
57.428.624 |
2,00% |
||||||||||
Gesamte indirekte (Scope‑3-)THG-Bruttoemissionen (alle wesentlichen Kategorien) |
135.579.824 |
120.512.791 |
145.906.773 |
121% |
– |
– |
– |
||||||||||
1 Erworbene Waren und Dienstleistungen3 |
13.274.484 |
13.156.102 |
13.494.945 |
103% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon aus Rohstoffen (z.r.)3 |
|
6.764.709 |
5.755.170 |
85% |
|
|
|
||||||||||
2 Investitionsgüter |
536.442 |
503.792 |
462.182 |
92% |
– |
– |
– |
||||||||||
3 Tätigkeiten im Zusammenhang mit Brennstoffen und Energie (nicht in Scope 1 oder Scope 2 enthalten) |
212.529 |
221.034 |
161.192 |
73% |
– |
– |
– |
||||||||||
5 Abfallaufkommen in Betrieben |
1.142.347 |
263.685 |
216.402 |
82% |
– |
– |
– |
||||||||||
10 Verarbeitung verkaufter Produkte |
12.195.100 |
8.486.094 |
9.541.912 |
112% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon aus Öl für nicht energetische Nutzung |
7.775.223 |
5.144.729 |
4.918.252 |
96% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon aus Gas für nicht energetische Nutzung |
2.042.525 |
1.295.459 |
472.575 |
36% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon aus Chemikalien |
2.377.352 |
2.045.906 |
4.151.085 |
203% |
– |
– |
– |
||||||||||
11 Verwendung verkaufter Produkte |
96.466.758 |
88.170.050 |
79.908.065 |
91% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon aus Öl für energetische Nutzung (z.r.) |
64.543.321 |
56.799.969 |
56.038.351 |
99% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon aus Gas für energetische Nutzung (z.r.) |
31.923.436 |
30.574.054 |
23.025.700 |
75% |
– |
– |
– |
||||||||||
davon aus Chemikalien |
– |
796.026 |
844.014 |
106% |
– |
– |
– |
||||||||||
12 Behandlung von Produkten am Ende der Lebensdauer (z.r.) |
11.752.165 |
9.712.034 |
10.543.018 |
109% |
– |
– |
– |
||||||||||
15 Investitionen4 |
– |
– |
31.579.057 |
0% |
– |
– |
– |
||||||||||
THG-Gesamtemissionen |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
THG-Gesamtemissionen (standortbezogen) |
149.134.047 |
130.598.631 |
156.721.318 |
120% |
– |
– |
– |
||||||||||
THG-Gesamtemissionen (marktbezogen) |
149.499.981 |
130.809.954 |
156.676.573 |
120% |
– |
– |
– |
||||||||||
|
vertragliche InstrumenteGemäß den Leitlinien des THG-Protokolls für Scope-2-Treibhausgasemissionen zählen zu vertraglichen Instrumenten „alle Arten von Verträgen zwischen zwei Parteien über den Verkauf und Kauf von Energie, die mit Attributen zur Energieerzeugung gebündelt oder nicht mit Energieattributen gebündelt ist“. für den Verkauf und Kauf von Energie, die mit Attributen zur Energieerzeugung gebündelt oder nicht mit Energieattributen gebündelt ist. Diese vertraglichen Instrumente bilden die Grundlage für die angegebenen marktbezogene Scope‑2-Emissionen. Von den 4.291.687 MWh an erworbener Elektrizität, Wärme und Dampf sind 55% durch vertragliche Instrumente abgedeckt. Die wichtigsten vertraglichen Instrumente von OMV sind Vollversorgungsverträge, Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements; PPAs) und Herkunftsnachweise. 36% der erworbenen Energie sind mit Attributen zur Energieerzeugung gebündelt und 64% sind nicht mit Energieattributen gebündelt.
OMV verwendet für verschiedeneIm Jahr 2024 wurden 0,1% von Scope 3.1 „Erworbene Waren und Dienstleistungen“ und 1% von Scope 3.2 „Investitionsgüter“ anhand von Daten berechnet, die von Lieferant:innen eingeholt wurden. Dies entspricht 0,02% der gesamten Scope‑3-Emissionen.
Kennzahlendefinitionen und Methoden
Sofern nicht anders angegeben, wird die Messung aller unten angeführten Kennzahlen von keiner anderen als der für die Qualitätssicherung zuständigen externen Stelle validiert.
(marktbezogen): Die aggregierten Scope‑1- und Scope‑2-Treibhausgasemissionen (marktbezogen) sind die Summe von 100% der Scope‑1- und 100% der Scope‑2-Bruttoemissionen (marktbezogen). Einige der in dieser Kennzahl enthaltenen Daten werden von einer externen Stelle verifiziert, wenn die THG-Emissionen im Rahmen eines Emissionshandelssystems reguliert werden.
Scope-1- und Scope-2-Treibhausgasemissionen(Energy und F&F) und das Nichtenergiesegment von OMV (Chemicals) für jedes der berichteten Treibhausgase, CO2, CH4 und N2O, umgerechnet in t CO2e mit dem jeweiligen GWP getrennt ausgewiesen. Einige der in dieser Kennzahl enthaltenen Daten werden von einer externen Stelle verifiziert, wenn die THG-Emissionen im Rahmen eines Emissionshandelssystems reguliert werden.
Scope‑1-THG-Bruttoemissionen: Die aggregierten Scope‑1-THG-Bruttoemissionen umfassen Emissionsquellen wie stationäre Verbrennung, mobile Verbrennung, Abfackeln und Ablassen von Gas, Prozessemissionen und diffuse Emissionen. Scope‑1-THG-Emissionen werden durch Multiplikation der Aktivitätsdaten mit den Emissionsfaktoren berechnet. Die Aktivitätsdaten werden aus standortspezifischen Informationen abgeleitet, wobei eine Kombination aus direkten Messungen, Berechnungen und Schätzungen verwendet wird. Sind direkte Messungen oder Berechnungen nicht möglich, werden Schätzungen zur Ermittlung des Energieverbrauchs herangezogen. Zu den potenziellen Einschränkungen der Methode gehören die Genauigkeit und Zuverlässigkeit von Schätzungen, wenn direkte Messungen und Berechnungen nicht möglich sind. Weitere potenzielle Einschränkungen ergeben sich durch die Genauigkeit der Messgeräte, die Zuverlässigkeit der Schätzmethoden, Schwankungen bei den Emissionsfaktoren und potenzielle Lücken bei der Datenerfassung aus allen relevanten Quellen. Die Scope‑1-Gesamtemissionen werden für die Energiegeschäftsbereiche von OMVProzentsatz der Scope-1-THG-Emissionen aus regulierten Emissionshandelssystemen: Zur Berechnung des prozentualen Anteils der Scope‑1-THG-Emissionen aus regulierten Emissionshandelssystemen wird die Summe der THG-Emissionen aus EU-EHS-Anlagen und Nicht-EU-EHS-Anlagen durch die Scope‑1-THG-Gesamtemissionen dividiert. Einschränkungen können sich durch unterschiedliche Berichterstattungsfristen ergeben, wenn beispielsweise die Emissionen in der jährlichen Nachhaltigkeitserklärung des Unternehmens angegeben werden, bevor der endgültige Prüfbericht von einer externen Stelle erstellt wird. Auch bei den Emissionshandelssystemen kann es Unterschiede bezüglich der Fristen und Verfahren geben, da diese auf das jeweilige regulatorische Umfeld zugeschnitten sind. Die Messung des Zählers für diese Kennzahl (THG-Emissionen von EU-EHS-Anlagen und Nicht-EU-EHS-Anlagen) wird von keiner anderen als der für die Qualitätssicherung zuständigen externen Stelle validiert. Sofern nicht anders angegeben, wurde die Messung der Kennzahl von keiner anderen als der für die Qualitätssicherung zuständigen externen Stelle validiert.
(MWh Stromverbrauch) mit den THG-Emissionsfaktoren berechnet und in t CO2e angegeben. Die marktbezogene Methode spiegelt Emissionen wider, die durch den elektrischen Strom bedingt sind, für den sich ein Unternehmen bewusst entschieden hat. Die Emissionsfaktoren werden dabei aus vertraglichen Instrumenten abgeleitet. Sind keine Daten aus Verträgen verfügbar, werden ein Restmix oder standortbezogene Emissionsfaktoren verwendet.
Standortbezogene und marktbezogene Scope‑2-THG-Bruttoemissionen: Scope‑2-Emissionen werden nach dem standortbezogenen und dem marktbezogenen Ansatz getrennt ausgewiesen. Die aggregierten Scope‑2-THG-Emissionen werden durch Multiplikation der AktivitätsdatenEine Einschränkung dieser Methode ist die potenzielle zeitliche Diskrepanz zwischen den für die Lieferant:innen geltenden Fristen für die Veröffentlichung des Energiemixes und Emissionsfaktors und dem Zeitplan für die Nachhaltigkeitserklärung eines Unternehmens. Folglich muss möglicherweise ein Emissionsfaktor des vorangegangenen Zeitraums herangezogen werden, was zu Unstimmigkeiten oder einer weniger genauen Darstellung des aktuellen Verbrauchs von erneuerbarer Energie führen kann.
zielrelevant): Diese Kennzahl ist ein aggregierter Wert der zielrelevanten Scope‑3-Emissionen in den folgenden Kategorien: Emissionen nach Scope 3.1 aus Rohstoffen des Nichtenergiesegments von OMV (Chemicals), nach Scope 3.11 aus den Energiesegmenten von OMV (Energy und Fuels & Feedstock) und nach Scope 3.12 aus dem Nichtenergiesegment von OMV (Chemicals).
Gesamte indirekte (Scope-3-)THG-Bruttoemissionen (z.r. –(alle wesentlichen Kategorien): Bei dieser Kennzahl handelt es sich um einen aggregierten Emissionswert aller wesentlichen Scope‑3-Kategorien.
Gesamte indirekte (Scope-3-)THG-Bruttoemissionen(durchschnittliche Emissionsfaktoren und lieferantenspezifische Faktoren, falls verfügbar) für erworbene Waren und Dienstleistungen abgeleitet. Die Hauptquelle für Emissionsfaktoren sind dabei DBEIS, Ecoinvent© oder andere Quellen. OMV arbeitet aktiv mit den Lieferant:innen zusammen, um den Anteil der mit lieferantenspezifischen Emissionsfaktoren berechneten Emissionen zu erhöhen.
1 Erworbene Waren und Dienstleistungen: Die aggregierten Emissionen nach Scope 3.1 aus erworbenen Waren und Dienstleistungen werden aus erworbenen Rohstoffen, Waren und Dienstleistungen mit einer Kombination aus einer Durchschnittsdatenmethode für eingekaufte Rohstoffe und einer Hybridmethode(durchschnittliche Emissionsfaktoren und lieferantenspezifische Faktoren, falls verfügbar). Die Hauptquelle für Emissionsfaktoren sind dabei DBEIS. OMV arbeitet aktiv mit den Lieferant:innen zusammen, um den Anteil der mit lieferantenspezifischen Emissionsfaktoren berechneten Emissionen zu erhöhen.
2 Investitionsgüter: Die aggregierten Emissionen nach Scope 3.2 aus Investitionsgütern werden aus den Ausgaben für Investitionsgüter mit einer Hybridmethode abgeleitet(nicht in Scope 1 oder Scope 2 enthalten): Die aggregierten Emissionen nach Scope 3.3 werden von der erworbenen und verbrauchten Menge an Brennstoffen, Elektrizität, Wärme, Dampf und Kühlung und geeigneten Emissionsfaktoren der IEA, von DEFRA oder aus anderen Quellen auf Länderbasis abgeleitet.
3 Tätigkeiten im Zusammenhang mit Brennstoffen und Energie5 Abfallaufkommen in Betrieben: Die aggregierten Emissionen nach Scope 3.5 werden aus Abfalldaten und geeigneten Emissionsfaktoren von DEFRA, Ecoinvent© oder aus anderen Quellen abgeleitet.
10 Verarbeitung verkaufter Produkte (z.r.): Die aggregierten Emissionen nach Scope 3.10 werden aus dem Volumen der an Dritte verkauften Produkte und aus geschätzten Emissionsfaktoren abgeleitet. Die Scope-3.10-Emissionen werden für Öl für nicht energetische Nutzung, Gas für nicht energetische Nutzung und Chemikalien getrennt ausgewiesen.
11 Verwendung verkaufter Produkte (z.r.): Die aggregierten Emissionen nach Scope 3.11 werden aus dem Volumen der an Dritte verkauften Produkte und aus geeigneten Emissionsfaktoren von IPCC oder aus anderen Quellen abgeleitet. Die Scope-3.11-Emissionen werden für Öl für energetische Nutzung, Gas für energetische Nutzung und Chemikalien getrennt ausgewiesen.
12 Behandlung von Produkten am Ende der Lebensdauer (z.r.): Die aggregierten Emissionen nach Scope 3.12 Emissionen ergeben sich aus dem recycelten und biogenen Gehalt der Produkte von Borealis. Durch diesen konservativen und transparenten Ansatz, der als „Circular Product Offering Cut-off“-Methode bekannt ist, wird sichergestellt, dass Borealis die Last des Recyclings und der End-of-Life-Emissionen in seine eigene THG-Berechnung übernimmt, anstatt sich auf die Bemühungen anderer Organisationen zu verlassen, um Klimaneutralität zu erreichen oder die Kreislaufwirtschaft voranzutreiben.
15 Investitionen: Die aggregierten Emissionen nach Scope 3.15 umfassen Schätzungen der Scope-1-, Scope-2- und Scope-3-Emissionen und werden aus einer Kombination von Primärdaten zu Investitionen und Aktivitätsdaten, multipliziert mit geeigneten Emissionsfaktoren von IWF oder aus anderen Quellen, abgeleitet.
(standortbezogen bzw. marktbezogen) und 100% der indirekten THG-Bruttoemissionen (Scope 3) (alle wesentlichen Kategorien) berechnet. Einige der in dieser Kennzahl enthaltenen Daten werden von einer externen Stelle verifiziert, wenn die THG-Emissionen im Rahmen eines Emissionshandelssystems reguliert werden.
THG-Gesamtemissionen: Die THG-Gesamtemissionen werden getrennt als standortbezogene und marktbezogene THG-Gesamtemissionen ausgewiesen. Beide Kennzahlen werden als Summe von 100% der Scope‑1-Bruttoemissionen, 100% der Scope‑2-BruttoemissionenBestimmte Kategorien unserer Scope‑3-Emissionen wurden aus dem Inventar ausgeschlossen, was wie folgt begründet wird: Die Kategorie 3.4 (Vorgelagerter Transport und Vertrieb) wurde basierend auf den Ipieca-Leitlinien ausgeschlossen. Diese schlagen vor, vorgelagerte Emissionen aus Transport und Verteilung nicht gesondert auszuweisen, da die verwendeten Kraftstoffe bereits in Scope 3 Kategorie 11 (Verwendung verkaufter Produkte) erfasst werden. Dies verhindert Doppelzählungen und gilt für OMV inklusive Borealis, obwohl die Kategorie für Borealis als unabhängiges Unternehmen relevant sein könnte.
Ebenso ausgeschlossen wurden Emissionen der Kategorie 3.6 (Geschäftsreisen), der Kategorie 3.7 (Pendeln der Arbeitnehmer:innen) und der Kategorie 3.9 (nachgelagerte Emissionen aus Transport und Verteilung), um eine Doppelzählung zu vermeiden, da die betreffenden Kraftstoffe in Kategorie 11 (Verwendung verkaufter Produkte) enthalten sind. Diese Ausschlüsse gelten für OMV inklusive Borealis, obwohl die genannten Kategorien für Borealis als unabhängiges Unternehmen relevant sein könnten.
Die Kategorie 3.8 (Vorgelagerte geleaste Wirtschaftsgüter) wird nicht gesondert ausgewiesen, da Offshore-Plattformen und Joint Ventures bereits unter den Scope‑1-Emissionen von OMV erfasst sind. Für Borealis ist diese Kategorie nicht berücksichtigt, da sie unter das 0,5%-Ausschlusskriterium der gesamten Scope‑3-Emissionen von Borealis fällt.
Die Kategorie 3.13 bezieht sich auf Emissionen aus „Nachgelagerten geleasten Wirtschaftsgütern“ im Besitz von OMV, die jedoch bereits in Scope 1 oder 2 enthalten sind, weshalb dieser Kategorie keine Emissionen zugeordnet sind. Und da OMV keine Franchise-Geschäftstätigkeiten betreibt, entstehen auch keine Emissionen nach Kategorie 3.14 (Franchises).
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2024 |
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THG-Intensität pro Umsatzerlös |
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THG-Gesamtemissionen (standortbezogen) pro Umsatzerlös |
tCO2e/EUR |
0,005 |
THG-Gesamtemissionen (marktbezogen) pro Umsatzerlös |
tCO2e/EUR |
0,005 |
Gesamtumsatzerlöse (siehe Anhangangabe 7 – Umsatzerlöse) |
EUR Mio |
33.981 |
Kennzahlendefinitionen und Methoden
Die nachstehende Kennzahl bezieht sich auch auf ausgewiesene Kennzahlen [E1-6.44a-44d] [E1-6.48a] [E1-6.48a AR 43] [E1-6.44-52] [E1-6.49a-49b] [E1-6.52a-52b] [E1-6.48 AR 43] [E1-6.49 AR 45] [E1-6.51 AR 46] [E1-6.52 AR 47] [E1-6.47]
THG-Emissionen insgesamt pro Umsatzerlös: Die THG-Intensität pro Umsatzerlös bezeichnet die THG-Gesamtemissionen, aufgeschlüsselt nach standort- und marktbezogen, im Verhältnis zu den Gesamtumsatzerlösen in EUR. Die Gesamtumsatzerlöse werden im Jahresabschluss ausgewiesen. Die Messung aller dieser Kennzahlen wird von keiner anderen als der für die Qualitätssicherung zuständigen externen Stelle validiert.
In t CO2 |
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2024 |
2023 |
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Biogene CO2-Emissionen, die nicht in den Scope-1-THG-Emissionen enthalten sind |
16.219 |
n.a |
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Biogene CO2-Emissionen, die nicht in den Scope-2-THG-Emissionen enthalten sind (marktbezogen) |
205.337 |
n.a |
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Biogene CO2-Emissionen, die nicht in den Scope-3-THG-Emissionen enthalten sind1 |
2.713.258 |
1.900.541 |
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Kennzahlendefinitionen und Methoden
Die nachstehende Kennzahl bezieht sich auch auf ausgewiesene Kennzahlen in [E1-5.37a, 37b, 37c] [E1-5.38a, 38b, 38c, 38d, 38e] [E1-5.39 AR 34].
(entweder marktbezogen oder standortbezogen in Ermangelung lieferantenspezifischer Daten) und den vom IPCC festgelegten und veröffentlichten Emissionsfaktoren abgeleitet. Biogene CO2-Emissionen, die nicht in den Scope‑3-THG-Emissionen enthalten sind, werden aus dem Verkauf von Energie aus erneuerbaren Quellen, wie z. B. Biokraftstoffen, und den vom IPCC veröffentlichten Emissionsfaktoren abgeleitet. Die Messung aller Kennzahlen in dieser Tabelle wird von keiner anderen als der für die Qualitätssicherung zuständigen externen Stelle validiert.
Biogene CO2-Emissionen: Biogene CO2-Emissionen werden durch Messung des bei der Verbrennung oder Zersetzung von organischen Materialien wie Biomasse und Biokraftstoffen freigesetzten CO2 berechnet und für jeden Scope der THG-Emissionen separat angegeben. Biogene CO2-Emissionen, die nicht in Scope‑1-THG-Emissionen enthalten sind, werden aus dem standortspezifischen Verbrauch von erneuerbaren Kraftstoffen, einschließlich Biomasse, und den vom IPCC veröffentlichten Emissionsfaktoren abgeleitet. Biogene CO2-Emissionen, die nicht in den Scope‑2-THG-Emissionen enthalten sind, werden aus standortspezifischen Energieeinkäufen unter Berücksichtigung des Biomasseanteils am Energiemixin t |
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2024 |
2023 |
Abgefackelte Kohlenwasserstoffe |
87.912 |
100.162 |
Abgelassene Kohlenwasserstoffe |
6.228 |
8.967 |
Kennzahlendefinitionen und Methoden
Abgefackelte und abgelassene Kohlenwasserstoffe: Die aggregierten abgefackelten und abgelassenen Kohlenwasserstoffe werden anhand standortspezifischer Daten ermittelt. Dazu wird eine Kombination aus direkten Messungen, Berechnungen und Schätzungen des zu den Fackeln oder Lüftungsöffnungen geleiteten Gases verwendet, wobei der Kohlenwasserstoffgehalt in der Gaszusammensetzung berücksichtigt wird. Sind direkte Messungen oder Berechnungen nicht möglich, werden Schätzungen zur Bestimmung der Menge an abgefackeltem oder abgelassenem Gas herangezogen. Zu den potenziellen Einschränkungen dieser Methode gehören die Genauigkeit und Zuverlässigkeit der Schätzungen, wenn keine direkten Messungen und Berechnungen vorliegen, sowie die Häufigkeit der Gasanalysen. Die Messung aller Kennzahlen in dieser Tabelle wird von keiner anderen als der für die Qualitätssicherung zuständigen externen Stelle validiert.
E1-7 Entnahme von Treibhausgasen und Projekte zur Verringerung von Treibhausgasen, finanziert über CO2‑Zertifikate
Im Jahr 2024 kam es bei OMV zu keiner Entnahme und Speicherung von Treibhausgasen durch Projekte im Rahmen der eigenen Tätigkeiten oder in der vor- oder nachgelagerten Wertschöpfungskette.
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2024 |
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Gesamt |
t CO2e |
346.094 |
Anteil von Entnahmeprojekten |
% |
0 |
Anteil von Reduktionsprojekten |
% |
100,00 |
Anteil von Projekten innerhalb der EU |
% |
0,03 |
Anteil von CO2-Zertifikaten, der als entsprechende Anpassung gemäß Artikel 6 des Übereinkommens von Paris gilt |
% |
0 |
Anerkannte Qualitätsstandards |
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CDM (Clean Development Mechanism) |
% |
18,4 |
Gold Standard |
% |
0,13 |
VCS (Verified Carbon Standard) |
% |
81,4 |
Freiwillige CO2-Kompensation
(GS), Verified Carbon Standard (VCS), Clean Development Mechanism (CDM) und Climate, Community & Biodiversity Standard (CCBS).
OMV bietet seinen Kund:innen die Möglichkeit der freiwilligen CO2-Kompensation und arbeitet dabei eng mit ClimatePartner, einem international anerkannten Servicepartner mit Sitz in München, zusammen. OMV wählt zertifizierte Klimaschutzprojekte aus, ClimatePartner bietet diese an und stellt sicher, dass OMV Kund:innen, die diese Möglichkeit nutzen, diese Projekte mit einem bestimmten Betrag unterstützen können. Die Kriterien für die Nutzung von CO2-Zertifikaten zur freiwilligen CO2-Kompensation sind im THG-Management-Framework von OMV klar definiert. Im Jahr 2024 machten Windprojekte in Indien und China sowie der Waldschutz in Brasilien den größten Teil der CO2-Kompensationen in unserem Portfolio aus. Die Klimaschutzprojekte zur CO2-Kompensation setzten sich wie folgt zusammen: Wasserkraftprojekte (5,68%) in der Türkei, Indien und China; Solarprojekte (5,49%) in China und Indien; Windenergieprojekte (71,15%) in Bulgarien, der Türkei, China und Indien; naturbasierte Projekte (15,53%) in Brasilien; Projekt zur Abwärmerückgewinnung (2,15%) in Pakistan. Die CO2-Zertifikate sind nach einem oder mehreren der folgenden international anerkannten Standards verifiziert: Gold StandardKeine dieser freiwilligen Kompensationen wurde als Beitrag zur Erreichung der THG-Reduktionsziele von OMV angerechnet. Das THG-Management-Framework-Standard von OMV enthält Mindestanforderungen für freiwillige CO2-Kompensationen.
Die Gesamtmenge der CO2-Zertifikate außerhalb der Wertschöpfungskette von OMV, deren Löschung geplant ist, beträgt 612.288 t CO2e. Alle diese Zertifikate basieren auf bestehenden vertraglichen Vereinbarungen.Kennzahlendefinitionen und Methoden
Die Kennzahlen in dieser Tabelle werden von einer anderen als der für die Qualitätssicherung zuständigen externen Stelle nach Maßgabe der jeweils anerkannten Qualitätsstandards validiert.
Insgesamt im Berichtsjahr gelöschte CO2-Zertifikate: Zur Bestimmung der Gesamtzahl der im Berichtsjahr gelöschten CO2-Zertifikate wird die Anzahl der im Berichtsjahr offiziell zurückgezogenen oder gelöschten CO2-Zertifikate dokumentiert. Dies geschieht durch Nachverfolgung von Zertifikattransaktionen und die Sicherstellung, dass diese den Anforderungen gesetzlicher und freiwilliger Kompensationsprogramme entsprechen. Der Gesamtwert wird getrennt für den Anteil nach Projekttyp, den Anteil der Projekte innerhalb der EU und den Anteil der CO2-Zertifikate, die als entsprechende Anpassung gelten, ausgewiesen. Zu den potenziellen Einschränkungen gehören die Genauigkeit und Vollständigkeit der Aufzeichnungen, mögliche Verzögerungen bei der Bearbeitung von Zertifikatlöschungen und die erforderliche Einhaltung sich entwickelnder regulatorischer Standards.
(VCS) oder dem Gold Standard entsprechen. Dieser Prozess umfasst eine detaillierte Dokumentation und Validierung der Zertifikattransaktionen anhand der anerkannten Qualitätsstandards. Zu den potenziellen Einschränkungen gehören die Genauigkeit und Vollständigkeit der Dokumentation, Verzögerungen bei den Validierungs- und Löschungsprozessen und die Konsistenz bei der Anwendung und Auslegung der Qualitätsstandards in verschiedenen Projekten und Registern.
Anerkannte Qualitätsstandards: Die Kennzahl für die Berichterstattung der insgesamt im Berichtsjahr gelöschten CO2-Zertifikate nach anerkanntem Qualitätsstandard wird ermittelt, indem die Anzahl der im Berichtszeitraum offiziell zurückgezogenen oder gelöschten CO2-Zertifikate nachverfolgt und überprüft wird, um sicherzustellen, dass sie den Kriterien etablierter Standards wie dem Verified Carbon StandardIn der Zukunft zu löschende CO2-Zertifikate: Diese Kennzahl wird ermittelt, indem die Anzahl der für die Löschung zugewiesenen CO2-Zertifikate auf der Grundlage einer Schätzung des künftigen Bedarfs bestimmt wird. Zu den potenziellen Einschränkungen gehören Ungewissheiten in Bezug auf künftige regulatorische Änderungen, die sich auf die Verfügbarkeit und die Kosten von CO2-Zertifikaten auswirkende Volatilität des Marktes sowie die Genauigkeit bei Schätzungen des künftigen Bedarfs.
E1-8 Interne CO2-Bepreisung
8,3 Mio t CO2.
OMV wendet bei Investitionsentscheidungen in allen Geschäftsbereichen eine interne CO2-Bepreisung an. Im Basisszenario werden die Kosten der CO2-Emissionen immer dann einberechnet, wenn es in den jeweiligen Ländern CO2-Bepreisungssysteme gibt. Zusätzlich wird ein Stresstest basierend auf einem Szenario von „Netto-Null-Emissionen bis 2050“ durchgeführt, bei dem für den Zeitraum 2025–2030 Schattenpreise auf alle Scope‑1-Emissionen von OMV weltweit angewendet werden. Davon ausgenommen sind bestimmte Anlagen in der EU, die nicht unter das Emissionshandelssystem der EU fallen. Ab 2031 werden die internen CO2-Preise auf 100% der Scope‑1-Emissionen angewendet. Da die internen CO2-Preise für künftige Investitionen herangezogen werden, gelten diese nicht für das Berichtsjahr, in dem die tatsächlichen CO2-Preise berücksichtigt werden. Diese tatsächlichen CO2‑Preise decken 85% der für 2024 berichteten Scope‑1-Emissionen von OMV ab – das entsprichtDie zugrunde gelegten internen CO2-Preise stimmen mit den CO2-Preisen gemäß Mittelfristplanung und den für Bilanzierungszwecke (einschließlich Werthaltigkeitstests, Abschreibungsberechnungen und Bewertungen der Nutzungsdauer gemäß IFRS) verwendeten CO2-Preisen überein. Die CO2-Preise im Basisszenario basieren auf dem Announced-Pledges-Szenario (APS) der IEA und anderen externen und internen Marktanalysen, während die Preise des „Netto-Null-Emissionen bis 2050“-Szenarios weitgehend auf dem Netto-Null-Emissionen-Szenario (Net Zero Emissions; NZE) der IEA bis 2050 basieren. Die angewendeten CO2-Preise finden Sie im Konzernabschluss in Anhangangabe 3, Auswirkungen des Klimawandels und der Energiewende